RU2638668C1 - Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir - Google Patents
Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2638668C1 RU2638668C1 RU2016146031A RU2016146031A RU2638668C1 RU 2638668 C1 RU2638668 C1 RU 2638668C1 RU 2016146031 A RU2016146031 A RU 2016146031A RU 2016146031 A RU2016146031 A RU 2016146031A RU 2638668 C1 RU2638668 C1 RU 2638668C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- volume
- composition
- acid composition
- concentration
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.The invention relates to the oil industry, in particular to the intensification of oil production from wells operating carbonate formations.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2527419, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/22, С09К 8/74, С09К 8/94, опубл. Бюл. №24, 27.08.2014 г.), заключающийся в том, что обработку призабойной зоны скважины проводят путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки.A known method of processing the bottom-hole formation zone (RF patent No. 2527419, IPC ЕВВ 43/27, ЕВВ 43/22, С09К 8/74, С09К 8/94, publ. Bull. No. 24, 08/27/2014), which consists in that the treatment of the bottom-hole zone of the well is carried out by injecting an acid emulsion into the well and carrying out technological exposure.
Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость процесса: требуется предварительный ввод высоковязкой разделительной полимерной жидкости с условной вязкостью не менее 120 с, необходимо наличие азотно-компрессорной установки для генерации инертного газа, что вызывает удорожание процесса обработки прискважинной зоны.The disadvantages of this method are the complexity and laboriousness of the process: preliminary input of a highly viscous separating polymer fluid with a nominal viscosity of at least 120 s is required, a nitrogen-compressor installation for generating inert gas is required, which makes the processing of the borehole zone more expensive.
Кроме этого, недостатком является отсутствие в рецептуре пенообразующей эмульсии стабилизатора железа Fe3+. Используемые для обработки скважин кислотные составы растворяют сульфид железа, образуя при этом сероводород, который является токсичным и усиливает коррозию. Кроме того, растворенное железо по мере обработки кислоты в рабочей жидкости и увеличения рН склонно осаждаться в форме гидроокиси железа или сернистого железа. Осаждение соединений железа способствует ухудшению проницаемости пласта. Высвобождение ионов железа Fe3+ усиливает шламообразование, поскольку ионы работают в качестве фазопереносящего катализатора соляной кислоты. Шламообразование происходит в результате реакции ионов железа с полярными группами асфальтенов, содержащихся в нефти коллектора. Поэтому важное значение для качественной кислотной обработки пласта имеет нейтрализация негативного воздействия ионов железа.In addition, the disadvantage is the absence in the formulation of a foaming emulsion of an iron stabilizer Fe 3+ . The acid formulations used to treat the wells dissolve iron sulfide, forming hydrogen sulfide, which is toxic and intensifies corrosion. In addition, dissolved iron, as the acid is processed in the working fluid and the pH increases, tends to precipitate in the form of iron hydroxide or sulphurous iron. The deposition of iron compounds contributes to the deterioration of the permeability of the formation. The release of iron ions Fe 3+ enhances sludge formation, since the ions act as a phase transfer catalyst for hydrochloric acid. Sludge formation occurs as a result of the reaction of iron ions with polar groups of asphaltenes contained in reservoir oil. Therefore, neutralization of the negative effects of iron ions is important for high-quality acid treatment of the formation.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2391499, МПК Е21В 43/27, опубл. Бюл. №16, 10.06.2010 г.), заключающийся в закачке кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта, проведении технологической выдержки, удалении отработанного состава и освоении скважины.There is a method of processing the bottom-hole formation zone (RF patent No. 2391499, IPC ЕВВ 43/27, publ. Bull. No. 16, 06/10/2010), which consists in pumping an acidic foaming composition through the well into the zone of the productive formation, carrying out technological exposure, removal spent composition and well development.
Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость процесса: требуются газификационная установка для подачи газообразного азота, специальная фонтанная арматура для работы под давлением до 65 МПа.The disadvantages of this method are the complexity and complexity of the process: a gasification unit for supplying gaseous nitrogen is required, special fountain fittings for operation under pressure up to 65 MPa.
Недостатками также являются высокое давление закачки нейтрального газа (10-65 МПа) и высокая производительность закачки (100-1200 м3/ч). Создаваемые в заявленном способе условия могут привести к деформации скважинного оборудования, цементного камня за эксплуатационной колонной и неконтролируемому росту искусственных трещин.Disadvantages are also a high neutral gas injection pressure (10-65 MPa) and high injection capacity (100-1200 m 3 / h). The conditions created in the inventive method can lead to deformation of the downhole equipment, cement stone behind the production string and uncontrolled growth of artificial cracks.
Кроме этого, недостатком является отсутствие в рецептуре пенообразующей эмульсии стабилизатора железа Fe3+. Отсутствие стабилизатора железа способствует образованию соединений асфальтенов и ионов железа Fe3+, что приводит к кольматации порового пространства.In addition, the disadvantage is the absence in the formulation of a foaming emulsion of an iron stabilizer Fe 3+ . The absence of an iron stabilizer contributes to the formation of compounds of asphaltenes and iron ions Fe 3+ , which leads to colmatization of the pore space.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2451169, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/74, С09К 8/94, опубл. Бюл. №14, 20.05.2012 г.). Способ включает закачку газогенерирующего и кислотного реагентов. В качестве газогенерирующего реагента используют водный раствор мочевины с нитритом натрия, а в качестве кислотного реагента используют водный раствор неорганической кислоты с поверхностно-активным веществом (ПАВ), стабилизатором железа и флотореагентом. Кислотный реагент может дополнительно содержать ингибитор коррозии. Кроме этого, закачка реагентов может проводиться циклически.The closest technical solution to the proposed one is a method of processing the bottom-hole formation zone (RF patent No. 2451169, IPC Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/74, С09К 8/94, publ. Bull. No. 14, 05/20/2012 .). The method includes pumping gas generating and acidic reagents. An aqueous solution of urea with sodium nitrite is used as a gas-generating reagent, and an aqueous solution of an inorganic acid with a surfactant, an iron stabilizer and a flotation reagent is used as an acid reagent. The acid reagent may further comprise a corrosion inhibitor. In addition, the injection of reagents can be carried out cyclically.
Недостатком способа является многокомпонентность кислотного реагента. В заявленном способе для приготовления кислотного реагента применяются отдельная добавка ПАВ и флотореагента для ценообразования и стабилизации пены.The disadvantage of this method is the multicomponent acid reagent. In the claimed method for the preparation of the acid reagent, a separate additive of surfactant and flotation reagent are used for pricing and stabilization of the foam.
Кроме этого, предложенный способ имеет узкую область применения из-за того, что стабилизатор железа стабилен при температуре до 80°С. Увеличение температуры выше 80°С снизит эффективность стабилизатора железа, что приведет к кольматации прискважинной зоны нерастворимыми продуктами реакции (гидроксидами и сульфидами железа).In addition, the proposed method has a narrow scope due to the fact that the iron stabilizer is stable at temperatures up to 80 ° C. An increase in temperature above 80 ° C will reduce the effectiveness of the iron stabilizer, which will lead to the clogging of the near-wellbore zone with insoluble reaction products (iron hydroxides and sulfides).
Техническими задачами, решаемыми предлагаемым способом, являются снижение стоимости термопенокислотной обработки за счет снижения количества используемой техники и расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам.The technical problems solved by the proposed method are reducing the cost of thermo-acid treatment by reducing the amount of equipment used and expanding the scope of the technology due to reagents that are resistant to high temperatures.
Указанные технические задачи решаются способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим одновременную закачку кислотного и газогенерирующего составов по двум отделенным друг от друга каналам с последующей их продавкой в пласт, причем в качестве газогенерирующего состава используют водный раствор мочевины с нитритом натрия в соотношении компонентов, мас. %:These technical problems are solved by the method of intensification of borehole oil production, including the simultaneous injection of acid and gas-generating compounds through two channels separated from each other and then selling them into the formation, and an aqueous solution of urea with sodium nitrite in the ratio of components, wt. %:
а в качестве кислотного состава - водный раствор неорганической кислоты с добавками.and as the acid composition is an aqueous solution of inorganic acid with additives.
Новым является то, что в кислотном составе в качестве неорганической кислоты применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации, а в качестве добавок - 2-алкилимидазолин в концентрации 5-15 мас. % и фосфористую кислоту в концентрации 0,5-2,5 мас. %, при этом объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для горизонтальных скважин; после чего составы продавливают жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме полости закачиваемых каналов плюс 3-5 м3 с последующим закрытием скважины на 4-12 ч для реагирования кислотного состава.New is that in the acid composition as an inorganic acid, an aqueous solution of hydrochloric acid of 19-26% concentration is used, and as additives, 2-alkylimidazoline in a concentration of 5-15 wt. % and phosphorous acid in a concentration of 0.5-2.5 wt. %, while the volume of the acid composition is 1-3 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.1-0.2 m 3 for horizontal wells; after which the compositions are squeezed with a kill fluid or salable oil in the volume of the cavity of the injected channels, plus 3-5 m 3 , followed by closure of the well for 4-12 hours to react with the acid composition.
Новым также является то, что закачку кислотного и газогенерирующего составов проводят с предварительной или последующей закачкой кислотного состава в объеме 1-2 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.Also new is the fact that the acid and gas generating compositions are injected with preliminary or subsequent injection of the acid composition in a volume of 1-2 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells.
Новым также является то, что закачанные составы продавливают в пласт жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме 10-20 м3.Also new is the fact that the injected formulations are forced into the reservoir by a kill fluid or salable oil in a volume of 10-20 m 3 .
Сущность изобретения заключается в том, что за счет добавки реагентов комплексного действия, устойчивых к высоким температурам, и оптимального объема кислотного состава достигается более эффективное пенокислотное воздействие на весь интервал обработки, результатом которого является увеличение дебита нефти.The essence of the invention lies in the fact that due to the addition of reagents with a complex effect, resistant to high temperatures, and the optimal volume of acid composition, a more effective foam acid effect is achieved over the entire processing interval, the result of which is an increase in oil production.
В качестве неорганической кислоты применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации. В зависимости от цели обработки прискважинной зоны (ОПЗ) используют различную концентрацию водного раствора соляной кислоты: при необходимости более глубокого проникновения пенокислотного состава используют меньшую концентрацию (19-22%); для более равномерной обработки протяженного интервала ОПЗ применяют концентрацию в диапазоне 22-26%.As an inorganic acid, an aqueous solution of hydrochloric acid of 19-26% concentration is used. Depending on the purpose of treatment of the near-wellbore zone (SCR), a different concentration of an aqueous solution of hydrochloric acid is used: if a deeper penetration of the foam acid composition is necessary, a lower concentration is used (19-22%); for a more uniform treatment of the extended SCR interval, a concentration in the range of 22-26% is used.
В процессе смешения газогенерирующего и кислотного составов происходит экзотермическая химическая реакция, при этом расходуется часть кислоты, содержащейся в исходном кислотном составе. В зависимости от соотношения компонентов используют заявленную по способу концентрацию соляной кислоты с учетом остаточной ее концентрации в диапазоне 10-15% после образования пенокислоты. Такой концентрации достаточно для эффективного растворения карбонатной породы при температуре в зоне образования пенокислоты около 120-150°С.In the process of mixing gas-generating and acidic compounds, an exothermic chemical reaction occurs, and part of the acid contained in the initial acidic composition is consumed. Depending on the ratio of the components, the concentration of hydrochloric acid declared according to the method is used taking into account its residual concentration in the range of 10-15% after the formation of foam acid. Such a concentration is sufficient for the effective dissolution of carbonate rock at a temperature in the zone of foam acid formation of about 120-150 ° C.
Из-за присутствия в пенокислоте ПАВ происходит частичное удаление высокомолекулярных углеводородов с поверхности породы. Зарегистрированная в процессе скважинных испытаний температура в диапазоне 120-150°С в зоне генерации пенокислоты также способствует улучшенной очистке поверхности породы, на которой адсорбируются высокомолекулярные углеводороды. Тем самым увеличивается площадь контакта пенокислоты и породы.Due to the presence of surfactants in the foam acid, partial removal of high molecular weight hydrocarbons from the rock surface occurs. The temperature recorded during the downhole testing in the range of 120-150 ° C in the foam acid generation zone also contributes to improved cleaning of the rock surface on which high molecular weight hydrocarbons are adsorbed. This increases the contact area of the foam acid and the rock.
Комплексной добавкой к кислотному составу в предложенном способе является 2-алкилимидазолин. Действие реагента - ингибитора коррозии происходит за счет уменьшения площади активной поверхности и изменения энергии активации коррозионного процесса. Реагент проявляет ингибирующие свойства путем изменения состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования труднорастворимых соединений с катионами металла. Защитный слой, созданный подобным ингибитором коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий.A complex additive to the acid composition in the proposed method is 2-alkylimidazoline. The action of the corrosion inhibitor reagent occurs by reducing the active surface area and changing the activation energy of the corrosion process. The reagent exhibits inhibitory properties by changing the state of the metal surface due to the adsorption of the inhibitor or the formation of sparingly soluble compounds with metal cations. The protective layer created by such a corrosion inhibitor is always thinner than the applied coatings.
За счет поверхностно-активных свойств, проявляемых 2-алкилимидазолином, происходят адсорбция, снижение поверхностного натяжения на границе фаз, уменьшение скорости реакции кислотного состава с породой, вследствие чего увеличивается глубина проникновения образованного пенокислотного состава.Due to the surface-active properties exhibited by 2-alkylimidazoline, adsorption occurs, a decrease in surface tension at the phase boundary, a decrease in the reaction rate of the acid composition with the rock, which increases the penetration depth of the formed foam acid composition.
Кроме перечисленных достоинств, 2-алкилимидазолин стабилизирует образующуюся пену за счет замедления процесса стекания жидкости. По результатам лабораторных испытаний кратность увеличения объема образовавшейся пены, содержащей 2-алкилимидазолин, при нормальных условиях варьируется в диапазоне 30-40 раз, при этом период полураспада пены составляет от 1 до 1,5 ч.In addition to the listed advantages, 2-alkylimidazoline stabilizes the resulting foam by slowing down the process of liquid draining. According to the results of laboratory tests, the multiplicity of the increase in the volume of the resulting foam containing 2-alkylimidazoline, under normal conditions, varies in the range of 30-40 times, while the half-life of the foam is from 1 to 1.5 hours.
Значительную потенциальную опасность для продуктивности или приемистости скважин представляет собой осадкообразование ионов железа Fe2+ и Fe3+ в виде гидроксидов Fe(OH)2, Fe(OH)3. Наиболее «агрессивными» в плане кольматации прискважинной зоны пласта (ПЗП) являются ионы Fe3+, что обусловлено началом их осаждения при значениях рН=2,0 и окончанием этого процесса при рН=3,0. Ионы Fe2+ образуют гидроксиды в среде рН, равным 7,7-9,0. Исходя из требований для отработанных форм кислотных составов, значения рН не должны быть меньше 4,0, отсюда следует, что повышенную опасность представляют именно ионы Fe3+. Присутствие ингибитора коррозии в железосодержащем кислотном составе не изменяет негативное влияние ионов железа. При имитации кислотной обработки ПЗП путем прокачки водного раствора соляной кислоты преимущественное привнесение ионов железа происходит за счет снятия продуктов коррозии с поверхности труб. Для предотвращения негативного влияния ионов железа в предложенном способе используется фосфористая кислота в концентрации 0,5-2,5 мас. %. Указанная концентрация подобрана путем лабораторных испытаний разработанных кислотных составов. Кислотный состав с добавлением фосфористой кислоты в указанной концентрации устойчив к высоким температурам (80°С и выше), образующимся при генерации пены в интервале ОПЗ.A significant potential danger to the productivity or injectivity of the wells is the precipitation of iron ions Fe 2+ and Fe 3+ in the form of hydroxides Fe (OH) 2 , Fe (OH) 3 . The most “aggressive” in terms of colmatation of the near-wellbore zone of the formation (FZP) are Fe 3+ ions, which is due to the beginning of their deposition at pH = 2.0 and the end of this process at pH = 3.0. Ions Fe 2+ form hydroxides in a pH environment of 7.7-9.0. Based on the requirements for spent forms of acid compositions, the pH should not be less than 4.0, it follows that it is Fe 3+ ions that pose an increased danger. The presence of a corrosion inhibitor in the iron-containing acid composition does not alter the negative effect of iron ions. When simulating the acid treatment of PZP by pumping an aqueous solution of hydrochloric acid, the predominant introduction of iron ions occurs due to the removal of corrosion products from the pipe surface. To prevent the negative effects of iron ions in the proposed method uses phosphorous acid in a concentration of 0.5-2.5 wt. % The specified concentration is selected by laboratory testing of the developed acid compositions. The acid composition with the addition of phosphorous acid in the specified concentration is resistant to high temperatures (80 ° C and above) formed during the generation of foam in the range of SCR.
При коэффициенте удельной приемистости интервала ОПЗ менее 3 м3/(МПа⋅ч) используется предварительная закачка кислотного состава. В этом случае кислотный состав, проникая в ПЗП, растворяет породу и создает каналы фильтрации для последующей закачки пенокислотного состава. Объем кислотного состава для предварительной закачки подбирается из расчета 1-2 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин и определяется эмпирическим способом.When the coefficient of specific injectivity of the SCR interval is less than 3 m 3 / (MPa⋅h), preliminary injection of the acid composition is used. In this case, the acid composition, penetrating into the PPP, dissolves the rock and creates filtration channels for the subsequent injection of the foam acid composition. The volume of acid composition for preliminary injection is selected at a rate of 1-2 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells and is determined empirically.
Объем кислотного состава подбирают эмпирическим способом в диапазоне 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимого объема кислотного состава по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.The volume of the acid composition is selected empirically in the range of 1-3 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.1-0.2 m 3 for horizontal wells. According to the results of evaluative calculations of the dynamics of changes in the flow rate, it follows that the volume of acid composition per linear meter of the processing interval specified in the method provides an increase in fluid flow by 30-50%, these values are optimal. A further increase in the flow of fluid to the open trunk by units of percent will cause a multiple increase in the required volume of acid composition according to the logarithmic law and will significantly increase material costs.
Пена способствует интенсификации притока нефти к скважине, отклоняя кислотные составы в поврежденные или низкопроницаемые слои прискважинной зоны пласта. Таким образом, в случае закачки кислотного состава вслед за образовавшейся пенокислотой происходит более равномерный контакт кислотного состава с породой по всей длине интервала обработки. Объем кислотного состава подбирается из расчета 1-2 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин и определяется эмпирическим способом.Foam contributes to the intensification of oil flow to the well, deflecting acidic compositions into damaged or low permeability layers of the borehole formation zone. Thus, in the case of injection of the acid composition following the formed foam acid, a more uniform contact of the acid composition with the rock occurs over the entire length of the treatment interval. The volume of acid composition is selected at the rate of 1-2 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells and is determined empirically.
При равномерном контакте происходит растворение породы по всей толщине интервала обработки. Радиус скважины увеличивается, что по общепринятым теоретическим формулам Dupuy, Joshi, Ю.П. Борисова, Renard, В.Г. Григулецкого для расчета дебита жидкости способствует увеличению притока жидкости к скважине.With uniform contact, the rock dissolves over the entire thickness of the processing interval. The radius of the well increases, which, according to generally accepted theoretical formulas, Dupuy, Joshi, Yu.P. Borisova, Renard, V.G. Griguletsky to calculate fluid flow rate increases the flow of fluid to the well.
При интервале обработки небольшой толщины (например, в вертикальных скважинах) составы продавливают из каналов закачки товарной нефтью или жидкостью глушения с расчетом превышения объема полости закачиваемых каналов на 3-5 м3 для проникновения кислотного состава в пласт. В случае протяженного интервала обработки (например, в открытом горизонтальном стволе), наличия трещин от гидроразрыва пласта, после многократных кислотных ОПЗ и т.д. составы продавливают жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме 10-20 м3 для увеличения глубины обработки.At a treatment interval of small thickness (for example, in vertical wells), the compositions are forced from the injection channels with marketable oil or a kill fluid with the calculation of the excess of the volume of the cavity of the injected channels by 3-5 m 3 for the penetration of the acid composition into the formation. In the case of an extended processing interval (for example, in an open horizontal wellbore), the presence of fractures from hydraulic fracturing, after repeated acidic SCR, etc. the compositions are pressed with a kill fluid or salable oil in a volume of 10-20 m 3 to increase the depth of processing.
Время реагирования - 4-12 ч - является оптимальным для практически полной нейтрализации пенокислоты в карбонатном коллекторе и установлено эмпирическим способом путем отбора проб на рН в процессе свабирования.The reaction time - 4-12 hours - is optimal for the almost complete neutralization of the foam acid in the carbonate reservoir and is established empirically by sampling at pH during the swabbing process.
Способ осуществляют следующим образом. Для подбора оптимальных соотношений химических реагентов в кислотном и газогенерирующем составах проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, вспениваемость кислотного состава, устойчивость кислотного состава к образованию эмульсий. Замеряют скорость коррозии, тестируют состав на совместимость с пластовыми флюидами в присутствии ионов железа Fe3+. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимый объем закачиваемого кислотного состава.The method is as follows. To select the optimal ratios of chemical reagents in the acid and gas generating compositions, laboratory experiments are carried out. The dynamics of dissolution of core samples, the expandability of the acid composition, the stability of the acid composition to the formation of emulsions are determined. Measure the corrosion rate, test the composition for compatibility with formation fluids in the presence of iron ions Fe 3+ . According to available data for the well, the required volume of injected acid composition is calculated.
Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. При использовании пакера проводят шаблонирование ствола до предполагаемого интервала посадки.The well is stopped, jamming is carried out and the elevator is removed along with the downhole pumping equipment. When using the packer, the stem is modeled to the estimated landing interval.
При необходимости регистрации температуры и давления в интервале обработки в компоновку включают автономные манометр и термометр в перфорированном контейнере.If it is necessary to register temperature and pressure in the processing interval, an autonomous pressure gauge and a thermometer in a perforated container are included in the arrangement.
Для ОПЗ условно вертикальных скважин с применением колтюбинга используют следующую компоновку скважинного оборудования (снизу вверх): воронку (спускают на 1-5 м выше интервала обработки) + хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ) + технологический пакер (устанавливают на 5-10 м выше интервала обработки) + колонну технологических НКТ. В колонну технологических НКТ спускается гибкая труба «колтюбинг» до глубины на 5-10 м выше глубины установки воронки.The following arrangement of downhole equipment (bottom to top) is used for SCR of conventionally vertical wells using coiled tubing: bottom hole (down 1-5 m above the processing interval) + liner from tubing + tubing (set at 5-10 m above the processing interval) + tubing string. A flexible coiled tubing pipe descends into the tubing string to a depth of 5-10 m above the funnel installation depth.
Для ОПЗ скважин с горизонтальным окончанием с применением колтюбинга используют следующую компоновку скважинного оборудования (снизу вверх): заглушку + чередующиеся между собой технологические НКТ и перфопатрубки длиной 1-2 м (с отверстиями диаметром не менее 1-2 см) + хвостовик из технологических НКТ + технологический пакер + колонну НКТ. В колонну технологических НКТ спускают гибкую трубу «колтюбинг» до глубины установки верхних перфопатрубков.For borehole wells with horizontal completion using coiled tubing, the following arrangement of downhole equipment is used (bottom to top): plug + alternating technological tubing and perforating tubes 1-2 m long (with holes of at least 1-2 cm in diameter) + liner from technological tubing + process packer + tubing string. The coiled tubing flexible pipe is lowered into the tubing string to the depth of installation of the upper perforating tubes.
При ОПЗ условно вертикальных скважин и скважин с горизонтальным окончанием без применения колтюбинга спускают аналогичную компоновку, но без использования технологического пакера. В этом случае газогенерирующий состав закачивается по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и колонной технологических НКТ, а кислотный состав - по колонне технологических НКТ или наоборот.With the SCR of conventionally vertical wells and wells with horizontal completion without the use of coiled tubing, a similar arrangement is launched, but without the use of a technological packer. In this case, the gas-generating composition is pumped through the annulus between the production string and the technological tubing string, and the acid composition is pumped through the technological tubing string or vice versa.
Для разобщения интервалов перфорации используют одно- и двухпакерные компоновки с заглушкой на конце, при этом расстояние между пакерами определяют протяженностью обрабатываемого интервала. Напротив интервала обработки равномерно устанавливают максимально возможное количество перфопатрубков (с отверстиями диаметром не менее 1-2 см) для снижения гидравлического сопротивления при генерации пенокислоты.To separate the intervals of perforation using one- and two-packer layout with a plug at the end, the distance between the packers is determined by the length of the processed interval. Opposite the processing interval, evenly set the maximum number of punched tubes (with holes with a diameter of at least 1-2 cm) to uniformly reduce the hydraulic resistance during the generation of foam acid.
Закачкой жидкости (например, нефти) определяют коэффициент удельной приемистости интервала обработки за определенный период времени.By injecting a liquid (for example, oil), the specific injectivity coefficient of the processing interval for a certain period of time is determined.
В качестве газогенерирующего состава используют водный раствор мочевины с нитритом натрия в следующем соотношении компонентов: мочевина - 28,4-38,4 мас. %, нитрит натрия - 18,2-27,6 мас. %, вода - остальное.As a gas-generating composition, an aqueous solution of urea with sodium nitrite is used in the following ratio of components: urea - 28.4-38.4 wt. %, sodium nitrite - 18.2-27.6 wt. %, water - the rest.
В качестве кислотного состава применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации с добавкой 2-алкилимидазолина в концентрации 5-15 мас. % и фосфористой кислоты в концентрации 0,5-2,5 мас. %.As the acid composition, an aqueous solution of hydrochloric acid of 19-26% concentration with the addition of 2-alkylimidazoline in a concentration of 5-15 wt. % and phosphorous acid in a concentration of 0.5-2.5 wt. %
В случае коэффициента удельной приемистости интервала ОПЗ менее 3 м3/(МПа⋅ч) предварительно закачивают кислотный состав в объеме 1-2 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.If the coefficient of specific injectivity of the SCR interval is less than 3 m 3 / (MPa⋅h), the acid composition is pre-pumped in the amount of 1-2 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells .
При коэффициенте удельной приемистости более 3 м3/(МПа⋅ч) одновременно закачивают кислотный и газогенерирующий составы по двум отдельным друг от друга каналам. Расход закачиваемых жидкостей подбирают расчетным способом в зависимости от размеров каналов закачки с условием одновременного достижения интервала заданными объемами закачиваемых жидкостей.With a specific injection rate of more than 3 m 3 / (MPa⋅h), acidic and gas generating compositions are simultaneously pumped through two channels separate from each other. The flow rate of injected fluids is selected by calculation, depending on the size of the injection channels, with the condition that the interval reaches the specified volume of injected fluids at the same time.
Объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для условно вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для скважин с горизонтальным окончанием. Объем газогенерирующего раствора подбирается с условием образования пены заданной кратности в интервале обработки эмпирическим способом.The volume of acid composition is 1-3 m 3 per linear meter of the treatment interval for conventionally vertical wells and 0.1-0.2 m 3 for wells with horizontal completion. The volume of the gas-generating solution is selected with the condition for the formation of foam of a given multiplicity in the empirical processing interval.
В случае закачки кислотного состава вслед за образовавшейся пенокислотой объем кислотного состава подбирается из расчета 1-2 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.In the case of injection of the acid composition, following the formed foam acid, the volume of the acid composition is selected at the rate of 1-2 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells and 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells.
При интервале обработки небольшой толщины (например, в вертикальных скважинах) составы продавливают из каналов закачки товарной нефтью или жидкостью глушения с расчетом превышения объема полости закачиваемых каналов на 3-5 м3 для проникновения кислотного состава в пласт. В случае протяженного интервала обработки (например, в открытом горизонтальном стволе), наличия трещин от гидроразрыва пласта, после многократных кислотных ОПЗ и т.д. продавку проводят жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме 10-20 м3 для увеличения глубины обработки.At a treatment interval of small thickness (for example, in vertical wells), the compositions are forced from the injection channels with marketable oil or a kill fluid with the calculation of the excess of the volume of the cavity of the injected channels by 3-5 m 3 for the penetration of the acid composition into the formation. In the case of an extended processing interval (for example, in an open horizontal wellbore), the presence of fractures from hydraulic fracturing, after repeated acidic SCR, etc. Selling is carried out with a kill fluid or salable oil in a volume of 10-20 m 3 to increase the depth of processing.
После окончания закачки скважина закрывается на 4-12 ч для нейтрализации пенокислоты.After completion of the injection, the well closes for 4-12 hours to neutralize the foam acid.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. Дебит жидкости скважины до обработки - 4,3 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 4,3%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1250 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,3 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1207,5-1217 м и сложен карбонатными породами (известняками).Example 1. The flow rate of the well liquid before treatment is 4.3 m 3 / day, the water content in the well production is 4.3%. The radius of the conditional supply circuit is 200 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 215.9 mm to a depth of 1250 m and cased with 146 mm production casing with a wall thickness of 7.3 mm. The reservoir is opened by perforation in the range of 1207.5-1217 m and is composed of carbonate rocks (limestones).
На основании лабораторных исследований подбирают оптимальные соотношения химреагентов в кислотном и газогенерирующем составах. По результатам лабораторных исследований газогенерирующий состав имеет следующее содержание компонентов: мочевина - 31 мас. %, нитрит натрия - 25 мас. %, вода - остальное. Кислотный состав состоит из следующих компонентов: 2-алкилимидазолин - 11 мас. %, фосфористая кислота - 1,5 мас. %, водный раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации - остальное.Based on laboratory studies, the optimal ratios of chemicals in the acid and gas generating compositions are selected. According to the results of laboratory studies, the gas generating composition has the following components: urea - 31 wt. %, sodium nitrite - 25 wt. %, water - the rest. The acid composition consists of the following components: 2-alkylimidazoline - 11 wt. % phosphorous acid - 1.5 wt. %, an aqueous solution of hydrochloric acid of 24% concentration - the rest.
Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование.The well is stopped, jammed, and deep pumping equipment is raised.
Спускают следующую компоновку (снизу вверх): заглушку, перфорированный контейнер с манометром и термометром (для регистрации забойной температуры и давления), заглушку, перфопатрубок (длиной 2 м, с десятью отверстиями диаметром 2 см, устанавливается в интервал 1200-1202 м), НКТ диаметром 73 мм до устья. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,6 м3. Объем межтрубного пространства между колонной технологических НКТ и эксплуатационной колонной - 12,2 м3.The following arrangement is lowered (from bottom to top): a plug, a perforated container with a manometer and a thermometer (for recording bottomhole temperature and pressure), a plug, a perforated tube (2 m long, with ten holes 2 cm in diameter, set in the range of 1200-1202 m), tubing diameter 73 mm to the mouth. The internal volume of the tubing string is 3.6 m 3 . The volume of the annular space between the string of technological tubing and the production string is 12.2 m 3 .
Герметизируют устье. Открывают трубную и затрубную задвижки. Вызывают циркуляцию нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 6,0 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составляет 504 м3/сут при давлении закачки 3 МПа. Коэффициент удельной приемистости - 7 м3/(МПа⋅ч). Закрывают трубную и затрубную задвижки.Seal the mouth. Open the pipe and annular valves. They cause oil circulation. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 6.0 m 3 of oil through a tubing string. The injectivity is 504 m 3 / day with an injection pressure of 3 MPa. The coefficient of specific injectivity is 7 m 3 / (MPa⋅h). Close the pipe and annular valves.
Подсоединяют нагнетательную линию первого насосного агрегата СИН-35 к затрубной задвижке. Подсоединяют нагнетательную линию второго насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке на НКТ. Открывают трубную и затрубную задвижки.Connect the discharge line of the first pump unit SIN-35 to the annular valve. Connect the discharge line of the second pump unit SIN-35 to the pipe valve on the tubing. Open the pipe and annular valves.
Одновременно закачивают кислотный состав в объеме 10,0 м3 по межтрубному пространству между колонной технологических НКТ и эксплуатационной колонной с расходом 10 дм3/с (л/с) и газогенерирующий состав по колонне технологических НКТ в объеме 3,9 м3 с расходом 4,0 дм3/с (л/с). Соотношение газогенерирующего состава к кислотному составу в данном случае составляет 1:2,57. Заданный расход обеспечивает поступление необходимого количества составов для образования пенокислоты с кратностью пены 35-40 раз.At the same time, the acid composition in the volume of 10.0 m 3 is pumped through the annular space between the technological tubing string and the production string with a flow rate of 10 dm 3 / s (l / s) and the gas-generating composition along the technological tubing string in the volume of 3.9 m 3 with a flow rate of 4 , 0 dm 3 / s (l / s). The ratio of gas generating composition to acid composition in this case is 1: 2.57. The predetermined flow rate ensures the receipt of the required number of compositions for the formation of foam acid with a foam ratio of 35-40 times.
Выполняют продавку составов нефтью с теми же параметрами закачки по межтрубному пространству между колонной технологических НКТ и эксплуатационной колонной в объеме 15,0 м3 и по колонне технологических НКТ в объеме 5,0 м3.The compositions are sold with oil with the same injection parameters along the annular space between the technological tubing string and the production string in the volume of 15.0 m 3 and the technological tubing string in the volume of 5.0 m 3 .
Закрывают задвижки. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава в течение 4 ч.Close the gate valves. They pause the reaction of the acid composition for 4 hours
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции с замером величины рН и определения притока жидкости.Inflow from the reservoir is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products with measuring the pH value and determining the fluid influx.
Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.Completely raise the entire layout on process pipes. The pumping equipment is lowered on the tubing to the calculated depth, the well is put into operation.
По данным термометра и манометра, извлеченных после ОПЗ, температура в зоне образования пенокислоты составила 135-145°С при давлении 5,5 МПа.According to the thermometer and manometer, recovered after the SCR, the temperature in the foam formation zone was 135-145 ° С at a pressure of 5.5 MPa.
По результатам освоения приток жидкости увеличился до 6,2 м3/сут, что на 45% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился.According to the development results, the fluid flow increased to 6.2 m 3 / day, which is 45% more than the fluid flow rate before treatment. The percentage of produced water in the production of the well has not changed.
Пример 2. Дебит жидкости скважины до обработки - 3,2 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 11,4%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1570 м и обсажена 168 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8,9 мм. Открытый горизонтальный ствол пробурен долотом диаметром 143,9 мм в интервале 1570-1690 м. Продуктивный пласт сложен карбонатными породами (известняками).Example 2. The flow rate of the well liquid before treatment is 3.2 m 3 / day, the water content in the well production is 11.4%. The radius of the conditional supply circuit is 200 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 215.9 mm to a depth of 1570 m and cased with a 168 mm production casing with a wall thickness of 8.9 mm. An open horizontal trunk was drilled with a bit with a diameter of 143.9 mm in the interval 1570-1690 m. The productive layer is composed of carbonate rocks (limestones).
На основании лабораторных исследований подбирают оптимальные соотношения химреагентов в кислотном и газогенерирующем составах. По результатам лабораторных исследований газогенерирующий состав имеет следующее содержание компонентов: мочевина - 33 мас. %, нитрит натрия - 21 мас. %, вода - остальное. Кислотный состав состоит из следующих компонентов: 2-алкилимидазолин - 14 мас. %, фосфористая кислота - 2,5 мас. %, водный раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации - остальное.Based on laboratory studies, the optimal ratios of chemicals in the acid and gas generating compositions are selected. According to the results of laboratory studies, the gas-generating composition has the following components: urea - 33 wt. %, sodium nitrite - 21 wt. %, water - the rest. The acid composition consists of the following components: 2-alkylimidazoline - 14 wt. % phosphorous acid - 2.5 wt. %, an aqueous solution of hydrochloric acid of 24% concentration - the rest.
Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Спускают следующую компоновку (снизу вверх): заглушку, перфорированный контейнер с манометром и термометром (для регистрации забойной температуры и давления), заглушку, перфопатрубок (длиной 2 м, с десятью отверстиями диаметром 2 см), НКТ диаметром 73 мм (1 штука), перфопатрубок (длиной 2 м, с десятью отверстиями диаметром 2 см), НКТ диаметром 73 мм (1 штука), перфопатрубок (длиной 2 м, с десятью отверстиями диаметром 2 см), хвостовик из НКТ диаметром 73 мм (длиной 70 м), технологический пакер (устанавливается на глубине 1570 м), НКТ диаметром 73 мм до устья.The well is stopped, jammed, and deep pumping equipment is raised. The following arrangement is lowered (from bottom to top): a plug, a perforated container with a manometer and a thermometer (for recording bottomhole temperature and pressure), a plug, a perforated tube (2 m long, with ten holes 2 cm in diameter), tubing with a diameter of 73 mm (1 piece), perforated tube (2 m long, with ten holes with a diameter of 2 cm), tubing with a diameter of 73 mm (1 piece), perforated tube (2 m long, with ten holes with a diameter of 2 cm), tubing shank with a diameter of 73 mm (70 m long), technological packer (installed at a depth of 1570 m), tubing with a diameter of 73 mm to the mouth.
Сажают пакер на глубине 1570 м. Герметизируют устье. Открывают трубную задвижку. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 6,0 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составляет 144 м3/сут при давлении закачки 3 МПа. Коэффициент удельной приемистости - 2 м3/(МПа⋅ч).A packer is planted at a depth of 1570 m. The mouth is sealed. Open the pipe valve. Fill the tubing string with oil. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 6.0 m 3 of oil through a tubing string. The injectivity is 144 m 3 / day with an injection pressure of 3 MPa. The coefficient of specific injectivity is 2 m 3 / (MPa⋅h).
Монтируют на устье установку «колтюбинг». Спускают гибкую трубу диаметром 31,8 мм на глубину 1650 м. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.Mount the coiled tubing installation at the mouth. A flexible pipe is lowered with a diameter of 31.8 mm to a depth of 1650 m. The wellhead equipment is tied with a pump unit.
Подсоединяют нагнетательную линию первого насосного агрегата СИН-35 к задвижке на НКТ. Подсоединяют нагнетательную линию второго насосного агрегата СИН-35 к гибкой трубе «колтюбинг». Открывают трубную задвижку и задвижку на гибкой трубе «колтюбинг».Connect the discharge line of the first pump unit SIN-35 to the valve on the tubing. Connect the discharge line of the second SIN-35 pump unit to the coiled tubing. Open the pipe valve and the valve on the coiled tubing.
По межтрубному пространству между технологическими НКТ и гибкой трубой «колтюбинг» с расходом 1,5 дм3/с (л/с) закачивают кислотный состав в объеме 9,0 м3 для увеличения коэффициента удельной приемистости интервала ОПЗ. В процессе закачки кислотного состава приемистость увеличивается до 324 м3/сут при давлении закачки 3 МПа (коэффициент удельной приемистости - 4,5 м3/(МПа⋅ч).Acid annulus between the technological tubing and the coiled tubing with a flow rate of 1.5 dm 3 / s (l / s) is injected with an acid composition of 9.0 m 3 to increase the coefficient of specific injectivity of the SCR interval. During the injection of the acid composition, the injectivity increases to 324 m 3 / day at an injection pressure of 3 MPa (specific injection rate is 4.5 m 3 / (MPa⋅h).
Одновременно закачивают кислотный состав в объеме 18,0 м3 по межтрубному пространству между технологическими НКТ и гибкой трубой «колтюбинг» с расходом 10 дм3/с (л/с) и газогенерирующий состав в объеме 7,0 м3 с расходом 4,0 дм3/с (л/с). Соотношение газогенерирующего состава к кислотному составу в данном случае составляет 1:2,57. Заданный расход обеспечивает поступление необходимого количества составов для образования пенокислоты с кратностью пены 35-40.At the same time, the acid composition in the volume of 18.0 m 3 is pumped through the annulus between the technological tubing and the coiled tubing with a flow rate of 10 dm 3 / s (l / s) and the gas-generating composition in a volume of 7.0 m 3 with a flow rate of 4.0 dm 3 / s (l / s). The ratio of gas generating composition to acid composition in this case is 1: 2.57. The predetermined flow rate ensures the receipt of the required number of compositions for the formation of foam acid with a foam ratio of 35-40.
Выполняют продавку составов нефтью с теми же параметрами закачки по межтрубному пространству между технологическими НКТ и гибкой трубой «колтюбинг» в объеме 18 м3 и по гибкой трубе «колтюбинг в объеме 1,4 м3.The compositions are sold with oil with the same injection parameters along the annular space between the technological tubing and the coiled tubing in the volume of 18 m 3 and in the coiled tubing in the volume of 1.4 m 3 .
Поднимают гибкую трубу «колтюбинг» и демонтируют установку.Raise the coiled tubing flexible pipe and dismantle the unit.
Закрывают задвижки. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 6 ч.Close the gate valves. Maintain a pause for the reaction of the acid composition for 6 hours
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции с замером величины рН и определения притока жидкости.Inflow from the reservoir is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products with measuring the pH value and determining the fluid influx.
Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.Completely raise the entire layout on process pipes. The pumping equipment is lowered on the tubing to the calculated depth, the well is put into operation.
По данным термометра и манометра, извлеченных после ОПЗ, температура в зоне образования пенокислоты составила 130-150°С при давлении 3,0 МПа.According to the thermometer and manometer, extracted after the SCR, the temperature in the zone of foam acid formation was 130-150 ° C at a pressure of 3.0 MPa.
По результатам освоения приток жидкости увеличился до 4,2 м3/сут, что на 30% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился.According to the results of the development, the fluid flow increased to 4.2 m 3 / day, which is 30% more than the fluid flow rate before treatment. The percentage of produced water in the production of the well has not changed.
Предлагаемый способ позволяет снизить стоимость термопенокислотной обработки за счет снижения количества используемой техники и расширить область применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам.The proposed method allows to reduce the cost of thermal acid treatment by reducing the amount of equipment used and to expand the scope of the technology due to reagents that are resistant to high temperatures.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016146031A RU2638668C1 (en) | 2016-11-23 | 2016-11-23 | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016146031A RU2638668C1 (en) | 2016-11-23 | 2016-11-23 | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2638668C1 true RU2638668C1 (en) | 2017-12-15 |
Family
ID=60718727
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016146031A RU2638668C1 (en) | 2016-11-23 | 2016-11-23 | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2638668C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1406138A1 (en) * | 1985-12-29 | 1988-06-30 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Compound for preventing salt-depositing in well and production equipment |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
-
2016
- 2016-11-23 RU RU2016146031A patent/RU2638668C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1406138A1 (en) * | 1985-12-29 | 1988-06-30 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Compound for preventing salt-depositing in well and production equipment |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2998843C (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| US20220106864A1 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| Jelinek et al. | Improved production from mature gas wells by introducing surfactants into wells | |
| RU2337234C1 (en) | Method of oil-pool development | |
| Neill et al. | Field and laboratory results of carbon dioxide and nitrogen in well stimulation | |
| US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| RU2755114C1 (en) | Layered oil reservoir development method | |
| RU2600137C1 (en) | Method of process well treatment | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2570179C1 (en) | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole | |
| RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working | |
| RU2525244C1 (en) | Method of decreasing oil producing well watering |